Cтраница 2
Важное значение имеет снижение стоимости и повышение качества строительства этих скважин. Освоение выпуска в России оборудования, отвечающего мировым стандартам, как, например, современные буровые долота в Удмуртии, позволит значительно удешевить горизонтальные скважины и повысить их производительность. Эффективное использование результатов сейсмических исследований с целью определения зон разуплотнения в малопроницаемых коллекторах для размещения горизонтальных скважин, резкое повышение общей культуры производства при бурении и эксплуатации, в частности, периодические соляно-кислотные обработки призабойной зоны в условиях карбонатных коллекторов могут значительно повысить успешность горизонтальной технологии. [16]
В любом случае из-за сравнительно большой разницы в давлениях между началом горизонтального ствола и башмаком фонтанных труб при различных их длинах и диаметрах происходит истощение залежи с различной интенсивностью. Депрессионная воронка, образующаяся вдоль горизонтального ствола, зависит от потерь давления в горизонтальной части ствола скважины. Изменяя или заранее проектируя различные длины горизонтального ствола и длину и диаметр фонтанных труб, можно отвести максимальные депрессии на пласт на различные расстояния от начального участка горизонтальной скважины. На рис. 14.15 показано размещение горизонтальных скважин и положение башмака фонтанных труб, следовательно, место наибольшей депрессии на пласт и минимального пластового давления. [17]
Таким образом, прослеживается закономерность увеличения производительности при приближении горизонтальных скважин к источникам заводнения. По характеристикам вытеснения наблюдается обратная картина. Здесь более оптимальным вариантом является случай размещения горизонтальных скважин со смещением ствола к стягивающей зоне. В данном варианте увеличение производительности залежей происходит со значительным повышением нефтеизвлечения. [18]
Наиболее часто используемый в практике боковой горизонтальный ствол с длиной горизонтального участка 80 - 120 м может обеспечить выигрыш в дебите по сравнению с вертикальной совершенной скважиной в 3 - 3.5 раза в малых по размерам ( 400x400 м) однородных пластах. Типичная в нефтепромысловой практике ГС длиной 300 - 500 м в самом оптимистичном варианте будет иметь продуктивность, превышающую продуктивность вертикальной скважины в 4 - 5 раз. С увеличением размера и характеристики анизотропии пласта, а также при расположении скважины в кровельной или подошвенной части продуктивного пласта выигрыш в дебите существенно снижается. При разработке залежи системой горизонтальных скважин оптимальная длина ГС составляет 50 - 70 % от длины элемента разработки. С точки зрения производительности более эффективны такие сетки размещения горизонтальных скважин, где длина элемента разработки как минимум вдвое превышает его ширину. [19]
Всего рассмотрено 5 схем размещения, в том числе пятирядная система заводнения ( вариант 1: элемент из 17 добывающих и нагнетательных скважин), однорядная система заводнения на этом же элементе ( вариант 2: 9 добывающих и 16 нагнетательных скважин) и три варианта с размещением горизонтальных скважин. Расчеты проведены с использованием численной модели двумерной двухфазной фильтрации. Результаты расчетов показывают, что характеристики вытеснения улучшаются при использовании горизонтальных скважин. Процесс вытеснения происходит с меньшим отбором воды при размещении горизонтальных скважин в центральной стягивающей зоне. [20]
Форма сетки расположения горизонтальных скважин и расстояние между стволами изучены в меньшей степени, чем вертикальных. В имеющихся публикациях по горизонтальным скважинам в подавляющем большинстве случаев исследованы вопросы конструкции и размещения нефтяных скважин. В частности, рассмотрены вопросы притока жидкости к горизонтальному стволу, дренирующему круговую залежь. Классическим примером такого размещения наклонных скважин являются скважины месторождения Нефтяные Камни. Это привело к резкому увеличению числа ( см.рис. 18.13) и качеству таких скважин. В новом качестве наклонные скважины перешли от наклонных к горизонтальным с весьма высокой точностью, совпадающей практически с горизонтальной линией. Принятая для вертикальных скважин форма сетки расположения не вписывается в зону, дренируемую горизонтальной скважиной. Поэтому форма сетки размещения горизонтальных скважин в большинстве исследований принята в виде по-лосообразного ( вместо кругового для вертикальных стволов) пласта ( рис. 5.13 в) с постоянными емкостными и фгтьтрационньшн параметрами. [21]